RU2647550C2 - Active cellulose flour for isolating water inflows in producing wells and blocking watered reservoirs in injection wells - Google Patents
Active cellulose flour for isolating water inflows in producing wells and blocking watered reservoirs in injection wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2647550C2 RU2647550C2 RU2016126294A RU2016126294A RU2647550C2 RU 2647550 C2 RU2647550 C2 RU 2647550C2 RU 2016126294 A RU2016126294 A RU 2016126294A RU 2016126294 A RU2016126294 A RU 2016126294A RU 2647550 C2 RU2647550 C2 RU 2647550C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flour
- wells
- polysaccharide
- reservoirs
- watered
- Prior art date
Links
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 title claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 22
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 title claims abstract description 16
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title abstract 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract description 26
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 26
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract description 26
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- -1 calcium cations Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims abstract description 7
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 claims description 4
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 13
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 13
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 7
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 7
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- PMJNEQWWZRSFCE-UHFFFAOYSA-N 3-ethoxy-3-oxo-2-(thiophen-2-ylmethyl)propanoic acid Chemical compound CCOC(=O)C(C(O)=O)CC1=CC=CS1 PMJNEQWWZRSFCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000046053 Betta Species 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001410 Microfiber Polymers 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N [K].[Cr] Chemical compound [K].[Cr] WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940037003 alum Drugs 0.000 description 1
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229910001430 chromium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N dichromate(2-) Chemical compound [O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004137 mechanical activation Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 239000003658 microfiber Substances 0.000 description 1
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical class OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000008104 plant cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 1
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 150000003892 tartrate salts Chemical class 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах и блокады обводненных пластов в нагнетательных скважинах.The invention relates to the oil industry, in particular to reagents for isolating water inflows in producing wells and blockade of flooded reservoirs in injection wells.
Для проведения водоизоляционных работ в технологиях добычи нефти для формирования водоизоляционных экранов применяют гелеобразующие композиции на основе водорастворимых полимеров и солей поливалентных катионов - инициаторов структурообразования. В качестве водорастворимых полимеров используют, например, полиакриламид, полисахариды, полиметакриламид, производные целлюлозы, в качестве солей поливалентных катионов - ацетаты, нитрилотриацетаты, тартраты, хромат и бихромат аммония, хроматы и бихроматы щелочных металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы.To carry out waterproofing works in oil production technologies, gelling compositions based on water-soluble polymers and salts of polyvalent cations, initiators of structure formation, are used to form waterproofing screens. As water-soluble polymers, for example, polyacrylamide, polysaccharides, polymethacrylamide, cellulose derivatives are used, as salts of polyvalent cations are acetates, nitrilotriacetates, tartrates, ammonium chromate and dichromate, alkali metal chromates and dichromates, chromium and potassium alum.
Из предыдущего уровня техники известна целлюлозная мука для изоляции водоносных или обводненных пластов для повышения нефтеотдачи, в состав которой входят микроволокнистый порошковый продукт на основе однолетних целлюлозосодержащих растений, минеральная высокодисперсная гидрослюда и стабилизирующая термостойкая солестойкая полимерная добавка (патент RU 2575488, С09К 8/588, С09К 8/514, опубл. 20.02.2016).Cellulose flour for isolating aquifers or flooded formations for enhanced oil recovery is known from the prior art. It includes a microfibre powder product based on annual cellulose-containing plants, a highly dispersed mineral micromaterial and a stabilizing heat-resistant salt-resistant polymer additive (patent RU 2575488, С09К 8/588 8/514, publ. 02.20.2016).
Состав по данному изобретению имеет ряд существенных недостатков:The composition according to this invention has several significant disadvantages:
- водозоляционный экран (гидрогель) на основе целлюлозной муки образуется только при добавлении в технологический раствор соляной кислоты, имеет невысокие прочностные характеристики и разрушается в течение 3-х суток, что требует дозакрепления цементом при проведении ремонтно-изоляционных работ;- a water-insulating screen (hydrogel) based on cellulose flour is formed only when hydrochloric acid is added to the technological solution, has low strength characteristics and is destroyed within 3 days, which requires cement reinforcement during repair and insulation works;
- время образования водозоляционного экрана практически мгновенное, в связи с чем существует вероятность необратимой закупорки насосно-компрессорных труб и самого ствола скважины;- the time of formation of the water insulation screen is almost instantaneous, in connection with which there is a likelihood of irreversible blockage of the tubing and the wellbore itself;
- технологический раствор нестабилен при температуре более 95°C и минерализации пластовой (закачиваемой) воды более 250 мг/литр.- the technological solution is unstable at a temperature of more than 95 ° C and mineralization of produced (injected) water more than 250 mg / liter.
Известен гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды (патент RU 2285785, Е21В 33/138, C09K 8/90, 2006). В качестве полисахарида в известном составе используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией 0,5-100 г/л.Known gel-forming composition for limiting water inflow in a production well based on a polysaccharide, a compound of a polyvalent metal and water (patent RU 2285785, ЕВВ 33/138, C09K 8/90, 2006). As a known polysaccharide, xanthan is used, produced by microorganisms of the Xanthomonas campestris type, chromium acetate and / or potassium chromium alum are used as polyvalent metal compounds at a ratio of 1: 1 in water with a salinity of 0.5-100 g / l.
К недостаткам данного состава, влияющим на его технологическую эффективность, относятся следующие: невозможность получения в пластовых условиях (при закачке) стабильного по составу ксантана и неоправданно длительная технологическая выдержка после окончания работ (от 3 до 10 суток), необходимая, по-видимому, для завершения процесса гелеобразования в пласте.The disadvantages of this composition, affecting its technological efficiency, include the following: the inability to obtain xanthan compositionally stable xanthan and unreasonably long technological exposure after completion of work (from 3 to 10 days), which is apparently necessary for completion of the gelation process in the reservoir.
Наиболее близким аналогом является композиция для разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU 2298088, Е21В 43/22, C09K 8/88, 2007). Композиция содержит полиакриламид, или полисахарид, или эфир целлюлозы и полиоксихлорид алюминия (ПОХА) при следующем соотношении компонентов, мас. %:The closest analogue is a composition for developing a heterogeneous oil reservoir (patent RU 2298088, ЕВВ 43/22, C09K 8/88, 2007). The composition contains polyacrylamide, or polysaccharide, or cellulose ether and aluminum polyoxychloride (POHA) in the following ratio, wt. %:
Согласно изобретению порошок полимера шнековым дозатором подается в струйный аппарат, где смешивается с водой и в виде суспензии поступает в напорный трубопровод, где смешивается с раствором полиоксихлорида алюминия и через нагнетательную линию направляется в нагнетательную скважину. Образующаяся за счет внутримолекулярной сшивки водной суспензии полимера и полиоксихлорида алюминия дисперсия коллоидных частиц (ДКЧ) способна двигаться вглубь неоднородного пласта на значительные расстояния, накапливаясь постепенно в порах и изолируя их. Благодаря этому происходит перераспределение потоков фильтрующегося по пласту нефтевытесняющего агента, что способствует увеличению охвата пласта воздействием и ведет к повышению коэффициента нефтеотдачи способа разработки нефти из неоднородного пласта.According to the invention, the polymer powder is conveyed by a screw dispenser into a jet apparatus, where it is mixed with water and in the form of a suspension enters a pressure pipe, where it is mixed with a solution of aluminum polyoxychloride and sent through an injection line to an injection well. The dispersion of colloidal particles (DCF) formed by intramolecular crosslinking of an aqueous polymer and aluminum polyoxychloride dispersion is capable of moving deep into the heterogeneous formation over considerable distances, gradually accumulating in the pores and isolating them. Due to this, there is a redistribution of the flows of the oil-displacing agent filtered through the formation, which contributes to an increase in the coverage of the formation by exposure and leads to an increase in the oil recovery coefficient of the method of developing oil from a heterogeneous formation.
Однако указанный состав имеет существенный недостаток, снижающий его эффективность для повышения нефтеотдачи: недостаточная протяженность создаваемого водоизоляционного экрана за счет неэффективной фильтрационной способности ДКЧ, имеющей неоднородную двухфазную коллоидную структуру.However, this composition has a significant drawback that reduces its effectiveness for enhanced oil recovery: the insufficient length of the created waterproofing screen due to the ineffective filtering ability of the DCF having an inhomogeneous two-phase colloidal structure.
Задачей изобретения является повышение отбора нефти за счет увеличения протяженности водоизоляционного экрана и повышения его прочностных характеристик.The objective of the invention is to increase the selection of oil by increasing the length of the waterproofing screen and increase its strength characteristics.
Задача решается активной целлюлозной мукой (АЦМ) для изоляции водопритоков в добывающих скважинах и блокады обводненных пластов в нагнетательных скважинах, включающей модифицированный полисахарид, содержащий карбоксильные группы в количестве не менее 15 мас. %, и молекулярной массой не ниже 3,0⋅106, получаемый сополимеризацией алифатических моно- и дикарбоновых кислот с продуктом гидролиза целлюлозосодержащего растительного сырья, доломитовую муку с содержанием катионов кальция не менее 35 мас. % и бихромат калия при следующем соотношении компонентов, мас. %:The problem is solved by active cellulose flour (ACM) for the isolation of water inflows in producing wells and blockade of flooded formations in injection wells, including a modified polysaccharide containing carboxyl groups in an amount of at least 15 wt. %, and a molecular weight of not less than 3.0 × 10 6 obtained by copolymerization of aliphatic mono- and dicarboxylic acids with the hydrolysis product of cellulose-containing plant materials, dolomite flour with a calcium cation content of at least 35 wt. % and potassium dichromate in the following ratio of components, wt. %:
Техническим результатом изобретения является увеличение отбора нефти на 10-15% по сравнению с прототипом.The technical result of the invention is to increase the selection of oil by 10-15% compared with the prototype.
Изобретение иллюстрируется чертежами:The invention is illustrated by drawings:
на фиг. 1 показана схема взаимодействия гидроксильных групп модифицированного полисахарида с катионами Са+2;in FIG. 1 shows the interaction of hydroxyl groups of the modified polysaccharide with Ca + 2 cations;
на фиг. 2 - структура вязкопластичного гидрогеля (ионы Cr+6 не участвуют в реакции с полисахаридом);in FIG. 2 - structure of a viscoplastic hydrogel (Cr + 6 ions do not participate in the reaction with the polysaccharide);
на фиг. 3 - схема взаимодействия карбоксильных групп полисахарида, связанного с частицами доломитовой муки, с катионами Cr+3;in FIG. 3 is a diagram of the interaction of the carboxyl groups of a polysaccharide bound to dolomite flour particles with Cr +3 cations;
на фиг. 4 - структура вязкоупругого гидрогеля (произошел переход Cr+6 в Cr+3).in FIG. 4 - structure of a viscoelastic hydrogel (transition Cr +6 to Cr +3 occurred).
Сущность предлагаемого технического решения заключается в следующем.The essence of the proposed technical solution is as follows.
Основным компонентом АЦМ является модифицированный полисахарид, который получают путем переработки растительной целлюлозы с использованием технологии гидролиза. При этом разрушаются исходные бетта (1-4) гликозидные связи в полимерной молекуле целлюлозы, которая превращается в реакционно-способный полисахарид с высоким содержанием альфа (1-4) гликозидных связей. Последующая сополимеризация получаемого продукта переработки целлюлозы с алифатическими моно- и дикарбоновыми кислотами позволяет получить модифицированный полисахарид, содержащий карбоксильные группы.The main component of ACM is a modified polysaccharide, which is obtained by processing plant cellulose using hydrolysis technology. The initial betta (1-4) glycosidic bonds in the polymer cellulose molecule are destroyed, which turns into a reactive polysaccharide with a high content of alpha (1-4) glycosidic bonds. Subsequent copolymerization of the resulting cellulose processing product with aliphatic mono- and dicarboxylic acids makes it possible to obtain a modified polysaccharide containing carboxyl groups.
В качестве инициатора структурообразования применяют доломитовую муку - источник катионов кальция и бихромат калия - источник катионов хрома.As an initiator of structure formation, dolomite flour is used - a source of calcium cations and potassium dichromate - a source of chromium cations.
При закачке водной суспензии АЦМ в скважину в обрабатываемой зоне пласта последовательно образуются два типа органо-неорганических гидрогелей, обладающих вязкопластичными и вязкоупругими свойствами.When an aqueous suspension of the ACM is pumped into the well in the treated zone of the formation, two types of organo-inorganic hydrogels with visco-plastic and viscoelastic properties are successively formed.
Ионы кальция химически более активны, чем ионы хрома, поэтому при смешении АЦМ с водой практически мгновенно образуется вязкопластичный гидрогель в результате взаимодействия гидроксильных групп модифицированного полисахарида с катионами Ca (фиг. 1) по механизму внутримолекулярной сшивки (физическая связь).Calcium ions are chemically more active than chromium ions; therefore, when the ACM is mixed with water, a viscoplastic hydrogel is formed almost instantly as a result of the interaction of the hydroxyl groups of the modified polysaccharide with Ca cations (Fig. 1) by the intramolecular crosslinking mechanism (physical bond).
Гидрогель представляет собой коллоидную систему, состоящую из не связанных между собой стабилизированных полисахаридом частиц доломитовой муки (фиг. 2), благодаря чему обладает высокой фильтрационной способностью и глубоко проникает в обрабатываемый пласт.The hydrogel is a colloidal system consisting of dolomite flour particles not stabilized by polysaccharide (Fig. 2), which is why it has a high filtration ability and penetrates deep into the treated formation.
При фильтрации вязкопластичного гидрогеля в коллоидной системе происходит окислительно-восстановительный процесс перехода Cr+6 в Cr+3 и постепенное формирование вязкоупругого гидрогеля в результате образования ковалентной связи между кислородом свободных карбоксильных групп полисахарида с катионами Cr+3 (фиг. 3). Вязкоупругий гидрогель представляет собой пространственно-сшитую систему, состоящую из стабилизированных полисахаридом частиц доломитовой муки (фиг. 4). Гидрогель имеет высокие прочностные характеристики и обеспечивает стабильность протяженному водоизоляционному экрану.When filtering a viscoplastic hydrogel in a colloidal system, the redox transition of Cr +6 to Cr +3 occurs and the viscoelastic hydrogel gradually forms as a result of the formation of a covalent bond between the oxygen of the free carboxyl groups of the polysaccharide and Cr +3 cations (Fig. 3). A viscoelastic hydrogel is a spatially cross-linked system consisting of polysaccharide-stabilized dolomite flour particles (Fig. 4). The hydrogel has high strength characteristics and provides stability to an extended waterproofing screen.
При использовании состава-прототипа в пласте в результате взаимодействия гидроксильных групп полисахарида с катионами алюминия образуется вязкопластичный гидрогель, в котором размеры ассоциатов молекул полисахарида с ионами алюминия сравнимы с размерами транспортных пор обрабатываемого пласта. Такой гидрогель имеет низкую фильтрационную способность.When using the prototype composition in the reservoir, as a result of the interaction of the hydroxyl groups of the polysaccharide with aluminum cations, a viscoplastic hydrogel is formed in which the sizes of the associates of the polysaccharide molecules with aluminum ions are comparable to the transport pores of the treated formation. Such a hydrogel has a low filtration capacity.
Следовательно, при использовании АЦМ за счет образования двух типов гидрогелей образующийся водоизоляционный экран имеет большую по сравнению с прототипом протяженность и обладает высокой прочностью, что в результате приводит к увеличению отдачи нефти.Therefore, when using the ACM due to the formation of two types of hydrogels, the resulting water-proof screen has a longer length compared to the prototype and has high strength, which results in an increase in oil recovery.
Характеристика веществ, используемых в активной целлюлозной муке для изоляции водопритоков в добывающих скважинах и блокады обводненных пластов в нагнетательных скважинах.Characterization of substances used in active cellulose flour to isolate water inflows in producing wells and blockade of flooded formations in injection wells.
Модифицированный полисахарид, содержащий карбоксильные группы в количестве не менее 15 мас. % и молекулярной массой не ниже 3,0⋅106, получаемый сополимеризацией алифатических моно- и дикарбоновых кислот с продуктом гидролиза целлюлозосодержащего растительного сырья - Полиакрицел (ТУ 918710-001-46123570-2015).Modified polysaccharide containing carboxyl groups in an amount of at least 15 wt. % and a molecular weight of at least 3.0 310 6 obtained by copolymerization of aliphatic mono- and dicarboxylic acids with the product of hydrolysis of cellulose-containing plant materials - Polyacrylle (TU 918710-001-46123570-2015).
Доломитовая мука представляет собой минеральный порошок марки МП-1 (ГОСТ Р52129-2003), получаемый помолом карбонатных пород средней фракции 30 мкм. Содержание катионов кальция составляет не менее 35 мас. %.Dolomite flour is a mineral powder grade MP-1 (GOST R52129-2003), obtained by grinding carbonate rocks of an average fraction of 30 microns. The content of calcium cations is at least 35 wt. %
В качестве источника поливалентных катионов Cr использовали бихромат калия, представляющий собой твердое кристаллическое вещество (ГОСТ 2652-78).Potassium dichromate, which is a solid crystalline substance (GOST 2652-78), was used as a source of polyvalent Cr cations.
АЦМ получают механоактивацией за счет совместного помола исходных компонентов.ACM is obtained by mechanical activation due to the joint grinding of the starting components.
Примеры конкретного выполнения состава АЦМ.Examples of specific performance of the composition of the ACM.
Пример 1. Компоненты смешивали в следующих соотношениях, мас. %Example 1. The components were mixed in the following proportions, wt. %
Пример 2. Аналогичен примеру 1, но использовали компоненты при следующем соотношении, мас. %:Example 2. Similar to example 1, but used the components in the following ratio, wt. %:
Пример 3. Аналогичен примеру 1, но использовали компоненты при следующем соотношении, мас. %:Example 3. Similar to example 1, but used the components in the following ratio, wt. %:
Изучение влияния АЦМ на изменение фильтрационных и нефтевытесняющих параметров, характеризующих изменение охвата пласта вытеснением, проводили с использованием физических моделей слоистонеоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела.The influence of the ACM on the change in the filtration and oil-displacing parameters characterizing the change in the coverage of the formation by displacement was studied using physical models of layered inhomogeneous porous media with impermeable interfaces.
Лабораторные насыпные модели представляют собой две одинаковые трубки из нержавеющей стали длиной 150 см, внутренним диаметром 2,7 см, плотно заполненные молотым кварцевым песком, с общим входом и раздельными выходами. При этом одна трубка (более проницаемый пропласток) содержит песок, проницаемость которого по нефти кратно превышает проницаемость песка в другой трубке (менее проницаемый пропласток).Laboratory bulk models are two identical stainless steel tubes with a length of 150 cm, an inner diameter of 2.7 cm, densely filled with ground quartz sand, with a common entrance and separate exits. In this case, one tube (more permeable interlayers) contains sand, the oil permeability of which is several times higher than the permeability of sand in another tube (less permeable interlayers).
В качестве вытесняемой нефти использовали дегазированную девонскую нефть с Карабашской УКПН вязкостью при температуре 20°C 13-19 мПа⋅с.As displaced oil, degassed Devonian oil with the Karabash gas treatment unit viscosity at a temperature of 20 ° C of 13-19 mPa⋅s was used.
Первичное вытеснение нефти проводилось до общей обводненности остаточной нефти 95-99%. После этого в общий вход модели закачивали водную суспензию АЦМ с концентрацией 0,1 мас. %.Primary oil displacement was carried out to a total water content of residual oil of 95-99%. After that, an aqueous suspension of ACM with a concentration of 0.1 wt. %
В качестве фильтрационного параметра, характеризующего неравномерность процесса вытеснения в двух разнопроницаемых трубках, использовали парциальный (относительный) дебит жидкости менее проницаемого пропластка q до и после вытеснения оторочки. При этом чем больше увеличивается парциальный дебит менее проницаемого пласта, тем эффективнее вытеснение нефти с точки зрения охвата неоднородных по проницаемости пластов воздействием.As a filtration parameter characterizing the unevenness of the displacement process in two differently permeable tubes, we used the partial (relative) flow rate of the liquid of the less permeable interlayer q before and after displacement of the rim. Moreover, the more the partial production rate of a less permeable formation increases, the more effective is the oil displacement from the point of view of covering the reservoirs with heterogeneous permeability.
Основные условия и средние результаты вытеснения нефти на двухслойных моделях по предлагаемому и известному составам представлены в таблице 1.The main conditions and average results of oil displacement on two-layer models according to the proposed and known compositions are presented in table 1.
Как видно из таблицы 1, парциальный дебит менее проницаемой трубки при применении АЦМ увеличился в среднем в 6,6 раза, а при использовании состава по прототипу - в 1,7 раза, а прирост коэффициента вытеснения нефти составил соответственно 13,6% и 8,1%.As can be seen from table 1, the partial flow rate of the less permeable tube increased by an average of 6.6 times when using the ACM, and when using the prototype composition — by 1.7 times, and the increase in oil displacement ratio was 13.6% and 8, respectively. one%.
Эффективность предлагаемого состава при увеличении нефтеотдачи из неоднородного пласта в лабораторных условиях определялась путем тестирования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств дисперсий коллоидных частиц на девонских кернах с использованием установки "Core Lab" производства США.The effectiveness of the proposed composition with an increase in oil recovery from a heterogeneous reservoir under laboratory conditions was determined by testing the filtration and oil-displacing properties of dispersions of colloidal particles on Devonian cores using the US Core Lab installation.
Анализ полученных результатов тестирования проведен на примере основного фильтрационного параметра, характеризующего глубину проникновения исследуемого материала в пористую среду, - остаточного фактора сопротивления (ОФС). ОФС показывает, во сколько раз возросло фильтрационное сопротивление при фильтрации воды после закачки суспензии АЦМ по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой суспензии АЦМ.The analysis of the test results was carried out on the example of the main filtration parameter characterizing the penetration depth of the investigated material into the porous medium, the residual resistance factor (OFS). OFS shows how many times the filtration resistance increased during filtration of water after injection of the suspension of ACM compared with the initial filtration resistance during filtration of water before injection of the suspension of ACM.
Основные условия и результаты тестирования на девонских кернах представлены в таблице 2.The main conditions and test results on Devonian cores are presented in table 2.
Анализ табличных данных показывает, что величина ОФС при использовании предлагаемого состава превышает значения ОФС при использовании состава-прототипа в 3-4 раза. Увеличение остаточного фактора сопротивления (ОФС) симбатно протяженности создаваемого водоизоляционного экрана в пласте и, соответственно выше коэффициент охвата пласта воздействием. Следовательно, применение АЦМ позволяет увеличить протяженность водоизоляционного экрана и более эффективно регулировать охват пласта-коллектора.Analysis of the tabular data shows that the OFS value when using the proposed composition exceeds the OFS values when using the prototype composition by 3-4 times. The increase in the residual resistance factor (OFS) is the symbatic length of the created water-proof screen in the formation and, accordingly, the coefficient of formation coverage by the impact is higher. Therefore, the use of the ACM allows you to increase the length of the waterproofing screen and more effectively control the coverage of the reservoir.
Пример проведения процесса закачки с использованием активной целлюлозной мукиAn example of an injection process using active cellulose flour
АЦМ подается в струйный насос-дозатор, где смешивается с водой и через промежуточную технологическую емкость поступает в приемную линию насоса высокого давления, который закачивает готовую суспензию в добывающую или нагнетательную скважину. Струйный насос-дозатор является вакуумным насосом эжекторного типа и предназначен для приготовления и гомогенизации суспензии порошка АЦМ заданной концентрации в потоке воды. Вода под давлением подается на вход насоса-дозатора и через диффузор, через промежуточную технологическую емкость, уходит на нагнетатель (насос высокого давления). При закачке воды под давлением более 15 атм во всасывающей камере насоса-дозатора образуется зона пониженного давления, вследствие чего дозируемый порошок вовлекается в поток жидкости и образует суспензию. Для дополнительной гомогенизации суспензии АЦМ в промежуточной технологической емкости установлена металлическая сетка с размером ячеек не более 1 см2. Подача порошка во всасывающую камеру струйного насоса-дозатора осуществляется оператором вручную или автоматическим шнековым дозатором, смонтированным на платформе специальной технологической установки - КУДР (комплексной установки дозирования реагентов).The ACM is fed into a jet metering pump, where it is mixed with water and through an intermediate technological tank it enters the receiving line of a high-pressure pump, which pumps the finished suspension into a production or injection well. The jet metering pump is an ejector-type vacuum pump and is designed to prepare and homogenize a suspension of ACM powder of a given concentration in a water stream. Water under pressure is supplied to the inlet of the metering pump and, through a diffuser, through an intermediate technological tank, goes to a supercharger (high pressure pump). When water is injected under a pressure of more than 15 atm in the suction chamber of the metering pump, a zone of reduced pressure is formed, as a result of which the metered powder is drawn into the fluid flow and forms a suspension. For additional homogenization of the ACM suspension, a metal mesh with a mesh size of not more than 1 cm 2 is installed in the intermediate technological tank. Powder is supplied to the suction chamber of the jet metering pump by an operator manually or by an automatic screw batcher mounted on the platform of a special technological unit - KUDR (complex reagent dosing unit).
Водоизоляционный экран на основе АЦМ имеет следующие технологические характеристики:The waterproofing screen based on the ACM has the following technological characteristics:
- коэффициент водоизоляции в добывающих скважинах не ниже 0,3;- the coefficient of water insulation in producing wells is not lower than 0.3;
- обеспечение водоизоляции в широком диапазоне проницаемостей пласта (от 70 мкм2 и выше) за счет улучшенных фильтрационных характеристик технологических растворов - ФК (фактор кольматации) не ниже 2;- ensuring water isolation in a wide range of formation permeabilities (from 70 μm 2 and above) due to improved filtration characteristics of technological solutions - FC (colmatation factor) not lower than 2;
- эффективность при проведении работ по ПНП (повышение нефтеотдачи пластов) в нагнетательных скважинах (не ниже 35%).- Efficiency in the course of work on oil recovery (increase oil recovery) in injection wells (not less than 35%).
Таким образом, предлагаемая активная целлюлозная мука (АЦМ) обеспечивает создание более протяженного по сравнению с прототипом водоизоляционного экрана с высокими прочностными характеристиками, что в конечном итоге приводит к увеличению отбора нефти.Thus, the proposed active cellulose flour (ACM) provides the creation of a longer water-proof screen with high strength characteristics compared to the prototype, which ultimately leads to an increase in oil recovery.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016126294A RU2647550C2 (en) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Active cellulose flour for isolating water inflows in producing wells and blocking watered reservoirs in injection wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016126294A RU2647550C2 (en) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Active cellulose flour for isolating water inflows in producing wells and blocking watered reservoirs in injection wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016126294A RU2016126294A (en) | 2016-11-20 |
| RU2647550C2 true RU2647550C2 (en) | 2018-03-20 |
Family
ID=57759578
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016126294A RU2647550C2 (en) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Active cellulose flour for isolating water inflows in producing wells and blocking watered reservoirs in injection wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2647550C2 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2682991A1 (en) * | 1991-10-25 | 1993-04-30 | Inst Francais Du Petrole | USE OF LOW GELS COMPRISING POLYACRYLAMIDE AND GLYOXAL FOR THE SELECTIVE REDUCTION OF WATER PERMEABILITY. |
| RU2136878C1 (en) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Compound for selective isolation of water inflows in oil wells |
| RU2174587C2 (en) * | 1999-09-07 | 2001-10-10 | Тарасов Сергей Борисович | Process of temporary isolation of absorbing seams |
| RU2256787C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases |
| RU2298088C1 (en) * | 2005-09-30 | 2007-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for non-uniform oil reservoir development |
-
2016
- 2016-06-28 RU RU2016126294A patent/RU2647550C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2682991A1 (en) * | 1991-10-25 | 1993-04-30 | Inst Francais Du Petrole | USE OF LOW GELS COMPRISING POLYACRYLAMIDE AND GLYOXAL FOR THE SELECTIVE REDUCTION OF WATER PERMEABILITY. |
| RU2136878C1 (en) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Compound for selective isolation of water inflows in oil wells |
| RU2174587C2 (en) * | 1999-09-07 | 2001-10-10 | Тарасов Сергей Борисович | Process of temporary isolation of absorbing seams |
| RU2256787C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases |
| RU2298088C1 (en) * | 2005-09-30 | 2007-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for non-uniform oil reservoir development |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016126294A (en) | 2016-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8865632B1 (en) | Drag-reducing copolymer compositions | |
| Dupuis et al. | Flow of hydrophobically modified water-soluble-polymer solutions in porous media: New experimental insights in the diluted regime | |
| RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
| US8613318B2 (en) | Flooding fluid and enhancing oil recovery method | |
| CN105658760B (en) | Well treatment fluid and its application method comprising zirconium crosslink agent | |
| RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
| RU2398958C1 (en) | Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| RU2256678C2 (en) | Controlled-size microgel preparation method | |
| RU2424426C1 (en) | Procedure for development of non-uniform reservoir | |
| Guillaume et al. | How to get the best out of hydrophobically associative polymers for IOR? New experimental insights | |
| Cozic et al. | Novel insights into microgel systems for water control | |
| RU2647550C2 (en) | Active cellulose flour for isolating water inflows in producing wells and blocking watered reservoirs in injection wells | |
| Dupuis et al. | Flow of hydrophobically modified water-soluble polymers in porous media: controlled resistance factors vs. flow-induced gelation in the semidilute regime | |
| RU2558565C1 (en) | Oil production increase method | |
| RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2298088C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| CN111394078A (en) | Foam uniform acid and preparation method and use method thereof | |
| CN107434970A (en) | A kind of nano particle emulsion thickener and preparation method thereof | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2619682C2 (en) | Multifunctional gel piston for pipelines cleaning and separation of environments and method of its obtaining | |
| RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
| CN108559468A (en) | Selective blockage removing medicament and application thereof | |
| RU2431741C1 (en) | Procedure for development of non-uniform reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180629 |